Методика работ

В процессе исследования непрерывно регистрируют параметры работы скважины: давление на буфере, затрубье и дебит. Если дебит скважины определяется косвенным методом, то регистрируют параметры, по которым он рассчитывается, например, давление и температуру на ДИКТе при использовании в качестве расходомерного устройства коллектора «Надым-1». Перед началом исследования скважина должна работать с некоторым установившимся дебитом и устьевым давлением. После замера рабочих параметров, скважину останавливают и дожидаются полного восстановления давления на устье (Рус =Рст). После фиксирования статического давления, скважину пускают в работу на время t₁ с дебитом Q₁ ниже на 20%-30% рабочего. После истечении времени t₁, скважину останавливают и затем на время t₂ пускают в работу с дебитом Q₂ на 20%-30% выше рабочего. После этого, скважину останавливают и регистрируют восстановления давления на устье (рис.9.3).

Время работы скважины на режимах t₁ и t₂, а так же время восстановление давления после последнего режима зависит от параметров пласта и должно обеспечивать стабилизацию значений функции влияния. Продолжитель-

ность исследований устанавливается для каждой скважины по результатам предыдущих исследований.

Для обработки исследований необходимы все данные, непрерывно поступающие с датчиков давления и температуры, поэтому датчики и регистрирующее устройство нельзя отключать в процессе исследования. Кроме того, запуск и остановку скважины следует производить достаточно медленно, чтобы избежать резких бросков давлений.

По результатам замеров строят функцию влияния (рис.9.4а.) и определяют значения фильтрационных коэффициентов. Основными критериями оценки результатов обработки служат два фактора: стабилизация значений функции влияния за время проведения исследований и хорошее согласование расчетных и фактических кривых изменения давления на устье скважины (рис.9.4б.)

Применение метода с использованием функции влияния позволяет с высокой точностью определить параметры скважины, при этом значительно сокращает время проведения исследований.

Тема 10. Построение карт изобар и их использование для определения
гидродинамических характеристик пластов.

Основными источниками энергии в пластах являются напор краевой и подошвенной воды, газа и газовой шапки; упругость пласта и насыщающих его флюидов; сила тяжести; давление растворенного газа в нефти в момент выделения его из раствора. Эти силы обычно проявляются в различных комбинациях друг с другом, редко самостоятельно.

Энергетические ресурсы продуктивного пласта характеризуются величиной существующего в нем пластового давления. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы пласта и тем эффективнее может проводиться разработка залежей газа. Разность в давлениях на забое скважин и в пласте и является той силой, которая продвигает газ по пласту к скважинам.

На величину пластового давления оказывают влияние особенности разработки месторождения. Пластовым давлением определяются и дебиты скважин, и условия подготовки и транспорта газа. С изменением давления связаны режим разработки залежей, темпы внедрения подошвенной воды, внутрипластовые и межпластовые перетоки газа. Без знания текущего пластового давления нельзя охарактеризовать состояние разработки месторождения. Для осуществления рациональной системы разработки залежей необходимо как можно более полно использовать энергию пласта, проводя систематическое изучение характера и динамики пластового давления и его регулирование.

Так что же такое пластовое давление? Это давление, под которым находятся жидкости и газ в пласте и которое проявляется при вскрытии пластов скважинами. Величина пластового давления в любой точке пласта соответствует весу столба жидкости в скважине, уравновешивающего это давление:

Р_пл =hrg, (10.1)

где h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление; r - плотность жидкости в скважине; g – ускорениесвободного падения.

Высота h также называется пьезометрической высотой, до которой поднимается жидкость в скважине над вскрытым ею пластом, а уровень, установившийся в скважине, - пьезометрическим уровнем. Через пьезометрические уровни, проходит пьезометрическая поверхность.

Величина пластового давления, соответствующая пьезометрической высоте жидкости в скважине, называется абсолютным пластовым давлением.

Значения пластовых давлений в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются во времени в процессе разработки. Для подсчета запасов, проектирования, осуществления и контроля разработки залежи нефти и газа изучаются следующие виды давлений:

1). Пластовое давление, под которым понимается давление в некоторой точке пласта, не затронутой воздействием воронок депрессии соседних работающих скважин;

2). Начальное пластовое давление - давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей данный пласт до отбора из него сколько-нибудь заметного количества пластового флюида, т. е. до нарушения статического равновесия, существующего в пласте;

3). Текущее статическое пластовое давление, иными словами, статическое забойное - давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине после того, как в ней установилось относительное статическое равновесие;

4). Динамическое пластовое давление - давление в пласте, находящемся в разработке, или на забое работающей скважины в условиях отсутствия статического равновесия.

Ввиду сложности определения истинного пластового давления обычно используют значения забойного давления, называя его пластовым. В пласте, разрабатываемом рядом скважин, статическое забойное давление, замеренное в одной из них после ее остановки, является по существу динамическим пластовым давлением. Это объясняется тем, что другие скважины продолжают работать и в пласте не устанавливается абсолютного статического равновесия. Для определения текущего статического пластового давления требуется одновременная остановка всех скважин, эксплуатирующих данную залежь, чего практически никогда не производится. Поэтому давления, замеренные в остановленных скважинах, в которых установилось относительное статическое равновесие, условно называют статическими пластовыми давлениями, а давления, замеренные в работающих скважинах, - динамическими пластовыми (забойными) давлениями.

Замеры начальных или текущих пластовых давлений в отдельных скважинах не характеризуют среднего значения начального или текущего пластового давления всей залежи. Для определения среднего значения начального или текущего пластового давления, замеры в отдельных скважинах относят к определенной поверхности, объему или площади, ограниченным известным и четким контуром. Часто за границу площади, в пределах которой определяется среднее начальное или среднее текущее пластовое давление, принимается - линия, проходящая за пределами внешнего ряда эксплуатационных скважин на расстоянии, равном принятому расстоянию между скважинами. Эта площадь в практике разработки носит название зоны отбора.

Таким образом, рассчитанные в пределах этой площади пластовые давления характеризуют средние давления лишь в зоне отбора, что более важно для анализа разработки, чем для подсчета запасов.

При подсчете запасов как для учета свойств нефти и газа при применении объемного метода подсчета, так и для эффективного использования метода материального баланса необходимо получение значений среднего начального и среднего текущего пластовых давлений в пределах площади, ограниченной начальным внешним контуром нефтегазоносности.

Для осуществления рациональной системы разработки необходимы систематическое изучение давления и его регулирование в целях наилучшего использования энергии пласта. Систематическое изучение пластового давления имеет большое практическое значение, так как эксплуатационная и гидродинамическая характеристики пласта и содержащихся в нем жидкостей и газов в значительной мере зависят от изменения пластового давления.

Многочисленные замеры начального пластового давления на нефтяных и газовых месторождениях показали, что пластовое давление увеличивается с глубиной, подчиняясь определенной закономерности; оно изменяется в пределах 0,08-0,12 МПа на каждые 10 м глубины и в среднем составляет 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению воды. Таким образом, величина пластового давления на большинстве месторождений находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и обычно не превышает давления столба воды, соответствующего глубине вскрытия пласта.

Однако имеются залежи нефти и газа, где установлено пластовое давление, значительно превышающее величину гидростатического давления. Аномально высокое пластовое давление может быть обусловлено спецификой геологического строения структур, тектоническими изменениями, большой высотой газовой залежи.

В газовой промышленности принято использовать абсолютное значение давления, которое определяется как сумма избыточного и барометрического давлений:

Р = Р_и + Р_б. (10.2)

Избыточное давление – давление, избыточное по отношению к значению другого давления, выбранного для сравнения. Так любое давление, измеренное на устье скважины, является избыточным по отношению к атмосферному, принимаемому 0,1 МПа. Избыточное давление измеряется манометрами (или иными измерителями давления соответствующего класса точности), а барометрическое – барометрами в мм рт. столба.

При измеренном (известном) барометрическом давлении в мм рт. ст. абсолютное давление в кгс/см² определяется по формуле:

Р = Р_и + Р_б /735,56, (10.3)

где Р_б – барометрическое давление в мм рт.ст, а 735,56 – переводной коэффициент из мм рт.ст. в кгс/см².

В настоящее время во многих научно-технических разработках и в литературе давление указывается Паскалях (Па) или МегаПаскалях (МПа), т.е в международной системе единиц СИ. При этом 1 кгс/см² (техн. атмосфера, ат) = 98066,5 Па = 0,0980665Мпа. Кроме вышеназванных единиц давления существует и некоторые другие бар, мм вод. ст., Н/м².